给水加热系统

给水加热系统

给水回热设备及除氧器

一、给水回热加热器的分类和结构 （一）加热器的分类

回热加热器是指从汽轮机的某些中间级抽出部分蒸汽来加热凝结水或锅炉给水，以提高热经济性的换热设备。

按传热方式的不同，回热加热器可分为混合式和表面式两种。 混合式加热器通过汽水直接混合来传递热量； 表面式加热器则通过金属受热面来实现热量传递。

混合式加热器的优点:可将水直接加热到蒸汽压力下的饱和温度，无端差，热经济性高，它没有金属受热面，结构简单，造价低，而且便于汇集不同温度的汽水，并能除去水中含有的气体。但是，混合式加热器也有其缺点：

1、每台加热器的出口必须配置升压水泵，有的水泵还需要在高温下工作。

2、增加了设备和投资，还使系统复杂化；

3、当汽轮机变工况运行时，升压泵的入口还容易发生汽蚀。 4、如果单独由混合式加热器组成回热系统投入实际运行，其厂用电量将大大增加，经济性反而降低。因此，火力发电厂一般只将其作为除氧器。

表面式加热器的缺点：由于金属受热面存在热阻，给水不可能加热到对应压力下的饱和温度，不可避免地存在着端差，因此，与混合式加热器相比，其热经济性低，金属耗量达，造价高，而且还要增加与之相配套的疏水装置。优点：由于表面式加热器组成的回热系统比混合式的回热系统简单，且运行可靠，因而得到了广泛的应用。常用的表面式加热器为管壳式加热器。

根据水侧的布置和流动方向的不同，表面式加热器可分为立式和卧式两种，其中立式加热器又可分为顺置式与倒置式。卧式加热器内给水沿水平方向流动，立式加热器内给水沿垂直方向流动；立式加热器便于检修，占地面积小，可使厂房布置紧凑。卧式加热器传热效果好，结构上便于布置蒸汽冷却段和疏水冷却段，因而在现代大容量机组上得到了广泛应用。

在整个回热系统中，按给水压力分，一般将除氧器之后经给水泵升压后的回热加热器称为高压加热器，这些加热器要承受很高的给水压力；而将除氧器之前仅受凝结水泵较低压力的回热加热气称为低压加热器；此外还有回收主汽门、调速汽门门杆溢汽及轴封漏汽来加热凝结水的加热器，称为轴封加热器。

为了提高回热效率，更有效地利用抽汽的过热度，加强对疏水的冷却，高参数大容量机组的高压加热器，甚至部分低压加热器又把传热面分为蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段三部分。蒸汽冷却段又称为内置式蒸汽冷却器，它利用蒸汽的过热度，在蒸汽状态不变的条件下加热给水，以减小加热器内的换热端差，提高热效率。疏水冷却段

又称为内置式疏水冷却器，它是利用刚进入加热器的低温水来冷却疏水，既可以减少本级抽汽量，又防止了本级疏水在通往下一级加热器的管道内发生汽化，排挤下一级抽汽，增加冷源损失。随着加热器容量的发展，还有的机组将蒸汽冷却段或疏水冷却段布置于该级加热器壳体之外，形成单独的热交换器，称为外置式蒸汽冷却器或外置式疏水冷却器。

给水加热器按传热面配置方式，又可以分为一段式、两段式和三段式加热器。

（二）加热器的结构及特点 1、低压加热器的结构及特点

卧式U形管加热器的受热面一般由黄铜管或钢管组成。目前，大型机组多采用不锈钢管。加热器的管子胀接在管板上，管系固定在半圆形导向隔板的骨架和加强筋上，圆筒形外壳由钢板焊接而成。以东方锅炉厂生产的DR-600-4卧式U形管低压加热器为例。它由进水口、出水口、进气口、水室、壳体、管板、管系、导向隔板、疏水入口、疏水出口、抽气口、水侧放气口、水侧放水口、电接点信号管接口、就地水位计接口、备用口等组成。汽室的筒体部分由钢板卷制焊接而成，球形封头部分由钢板冲压而成。管系胀接在钢制管板上，胀管长度一般为管板厚度的80%，U形管系固定在半圆形导向隔板的骨架及十字形加强筋上。隔板的作用是引导蒸汽沿流程作S形流动，以提高传热效果并防止管系振动，水室内也有挡板，将其分成3个腔，使主凝结水在管子中经过双流程。采用U形管结构，能自补偿热膨胀，

便于布置、检修及堵漏。

汽轮机抽汽从进汽管进入壳体内，在蒸汽进口正对管系处装有挡汽板，以分散气流流速，减小冲击力，使蒸汽入口处的管系不致受到严重的冲刷和侵蚀。在有内置式蒸汽冷却器的加热器中，蒸汽先经过过热段，再进入凝结段，并沿导向隔板形成的流向，横向掠过管系，把热量传给凝结水，蒸汽则被冷却而凝结成疏水，汇集在壳体下部，从疏水排出口排出去。在有内置式疏水冷却器的加热器中，专门设有疏水冷却段，对疏水进行冷却后再排出去。

随蒸汽一起进入壳体内的还有少量不凝结的气体，这些气体聚集起来形成空气层就会恶化传热效果，所以在壳体上设有抽空气管。 自后一级加热器来的疏水引入口的位置，不高于正常的疏水水位。为了使疏水平稳的引入，防止翻腾，减少热量损失，在其引入加热器内的一段管子上开有许多小孔，小孔的直径为引入管道直径的1/10～1/5。

2、高压加热器的结构及特点

以UPG系列高压加热器结构为例。该加热器是表面卧式双流程加热器。U形管形成受热面，布置成双管束，用管板固定，做成两个换热区。一个是蒸汽疏水来加热给水，而在第二个加热器中，给水被即将冷凝的蒸汽加热。加热器的外壳采用整体焊接，不可拆卸，为了检查水侧内部，尤其是检查管子的严密性，水室上备有人孔。

加热器包括下列部件：管道系统、蒸汽室外壳和装在蒸气室外壳中的蒸汽凝结水冷却器、水室。

管道系统包括管板、U形管束、管束的支撑结构，制成件由轴向（或纵向）部件组成。蒸汽室外壳由圆筒形外壳构成，用椭圆形的底封闭，焊接在管板上，外壳备用连接短管、支座、制成管束的内部部件和导入上一级加热器来的疏水管路。在管束支撑结构的下部装入了一台卧式凝结水（疏水）冷却器，它包括外壳及支撑板，外管来的水经U形管的下半部从其中通过，导流板迫使水平的蒸汽凝结水流经管子外侧，其流向与管子中水的流向相反，水室包括一个焊在管板上的半球形盖，还有连接水管的管接头，入孔短管，带有入孔的内水室装在水室的进水口处。

加热器设计中没有考虑水流量的调整和限制，U形管中1～3m/s的水速由协同工作系统的调整来实现。加热器内外两管束减税量的分配由这两管束中U形管的相互联系所确定；加热蒸汽流量由当时存在于加热器中的热交换状态所决定。蒸汽凝结水量在疏水口得到控制，在任何运行方式下都保证凝结水位在冷却区之上。

启动时，气体主要是空气和在加热器运行期间的参与蒸汽被吸收到为数不多的开孔管子中，这些管子位于管束中间，吸气管接到一个装置上，此装置内的压力借助于孔板或除氧器的作用，低于加热器内部压力。

上一级加热器的蒸汽凝结水可以导入下一级加热器，在此情况下，凝结水进入位于加热器外壳内的穿孔胀管，在膨胀管外凝结水从蒸汽中分离出来，凝结水在通过节流阀是存在能量损失。 3、给水加热器常用性能技术指标

加热器常用性能技术指标

项目 单位 计算方法 性能指标说明 给水端差（TTD） ℃ TTD=ts-t2

1)、ts—抽汽压力下饱和温度，℃； t2—出口温度，℃； 2）、当TTD≤1.1℃时，应设置过热蒸汽冷却段

疏水端差（DCA） ℃ DCA= td-t1 1)、td—疏水温度，℃； t1—进口温度，℃；

2）、当DCA＜5.6℃时，应设置外置式疏水冷却器。 3）、当DCA达5.6℃时，应设置内置式疏水冷却段。

抽汽压损 % △p=p1- p2/ p2×100% 1)、p1--抽汽口压力，MPa； p2--加热器进口压力，MPa；

2）、一般情况△p为5%--8%投运率%

△h=h1- h2/ h1×100% 1)、h1—机组运行小时数，h；h2—加热器事故检修小时数，h。

2）、高压加热器的年投运率应不小于85%

堵管率 % △n=n1/n2×100% 1)、n1—被堵的传热管根数； n2—总传热管根数。

2）、当堵管率达到15%时，会使TTD明显上升；给水阻力大幅度增加，应换管或加热器。

高压加热器推出运行 对于国产200和300MW机组，热耗率分别增加2.60%和4.60%

锅炉燃烧部分受热面在不正常工况下运行，过热器超温，设备故障率上升。

高压加热器端差变化 端差降低1℃，使机组热耗率减少约0.06% 对于大型机组

二、给水回热加热器的运行 （一）加热器的保护装置与疏水装置

由于流经高压加热器的给水压力远高于汽侧压力，当高压加热器管束破裂时，高压给水会迅速进入汽侧，从抽汽管道流进汽轮机中，造成严重的水冲击事故。因此为了在事故情况下迅速、可靠地切断高压加热器供水，同时又要保证不间断锅炉的供水，因而设置了高压加热器的自动旁路系统。目前，电厂高压加热器采用的保护装置主要有水压液动控制系统和电动控制系统两种。

较为常用的高压加热器水侧自动保护旁路系统，正常运行时。当加热器发生故障时，水位升高接通电信号，电磁阀吸合，泄掉出、入口联成阀A室水压，联成法B室的水压，推动活塞，带动阀门迅速关闭，切断高压加热器的供水，同时打开旁路实现不间断地向锅炉供水。这种出入口及旁通共用一个阀瓣的阀门称为联成阀。

这种高压加热器水侧保护又称水压液动旁路保护装置，其缺点是控制水路及元件需长期承受给水的高温高压，运行可靠性能较高，因此，也有将联成阀活塞外置的。就是在联成阀阀杆上方另装设一个活塞，控制水由低温低压凝结水供给。这种高压加热器系统投入前，其出、入口联成阀阀瓣均在关闭状态，旁路处在开启状态。先用灌水门向高压加热器水侧灌水排空，然后打开启动门，泄掉联成阀活塞上部B室的水压，这样入口联成阀受A室水压的作用向上移动打开；同时，旁路被关闭，高压加热器过水后，出口联成阀受到高压水流作用也被顶开。

为了防止机组突然甩负荷时，汽轮机内压力突然降低，各加热器或抽汽管道中的蒸汽倒流进入汽轮机引起超速；以及防止加热器管系泄漏时，水从抽汽管道进入汽轮机内发生水冲击事故，在汽轮机抽汽管道上均装有能够快速关闭的止回阀，也即加热器的汽侧保护。

升降式气动排汽止回阀在正常运行中，其控制系统切断它活塞上部的供气，活塞与阀杆在弹簧预紧力作用下处于上限位置，阀杆下端与阀碟是脱开的，蒸汽进入阀体后，由下往上顶起阀碟，此时，阀门处于开启状态。当需要关闭止回阀时，气动止回阀的控制系统动作将压缩空气通入活塞上部，压缩空气作用力大于弹簧力，活塞向下运动，阀杆冲击蝶阀，达到关闭目的。

扑扳式气动止回阀在正常运行中，操纵装置将活塞上部气路切断，活塞由于弹簧力的作用处于上限位置，转矩压块与阀碟螺杆销子脱开，蒸汽作用力顶开阀碟。当需要关阀时，气动止回阀控制系统向活塞上部供气，克服弹簧力，转矩压块冲击阀碟销子，达到快速关闭的目的。

此外，加热器还没有电动阀门保护装置。当加热器水位达到保护动作值时，加热器水侧电动旁路门自动开启，加热器水侧电动出入口门自动关闭，以切断加热器高压水源，并保证锅炉的连续供水了；加热器抽汽电动门自动关闭，以防止高压水返回汽轮机。

加热器疏水装置的作用是将加热器中的蒸汽凝结水及时排走，同时又不让加热蒸汽随疏水一起流出，以维持加热器内汽侧压力和凝结水位。火电厂中常用的疏水装置有浮筒式疏水器, 浮球式疏水器，疏

水调节阀，U形水封管和多级水封管,以及现在新投入的汽液两项流疏水器等。

浮筒式疏水器的特点是动力稳定，不易卡住，特别适用于疏水量较小的地方；但针形阀动作频繁而易磨损，需经常维修。

浮球式疏水器多用于疏水量较多的加热器上，其特点是容易调整，适用于各种流量下的调整；缺点是活动部分易于磨损或卡涩，浮球容易漏水而失灵。

轴封加热器的疏水装置多为多级水封。此疏水装置的优点是无机械传动部分，运行中不卡涩、不磨损，无电气元件，不耗电，结构简单，维护方便。缺点是停机后水封管中要残留一部分疏水，会造成金属锈蚀，再启动时影响疏水质量，设备占地面积大，需要在地下挖深坑不知通常只有在两容器压差不大时才采用。

汽液两项流疏水器节能环保,操作维护及检修非常方便, 无机械传动部分，无电动执行装置。

表面式加热器的疏水排出方式： 1、 疏水逐级自流法的连接系统； 2、 疏水泵排出法的连接系统 3、 两种疏水排出的综合系统

4、 另有采用外置式疏水冷却器的连接系统 （二）低压加热器的投停 1、低压加热器的投运

低压加热器投运前，应先做全面检查，确认各部正常，关闭水侧

放水门，然后缓慢开启水侧入口门向加热器水侧灌水，并开启水侧排空门排尽加热器水侧空气，见排空门冒水后可关闭排空门，打开出口门，关闭旁路门（并确证低压加热器汽侧无水位，没有内漏现象），投入加热器水侧运行。低压加热器汽侧的投入一半采用随机启动方式，由于抽汽参数随负荷变化，因而可使管板和管系均匀加热，相应的金属的热应力也就减小了。在投入汽侧前，先缓慢开启汽侧空气门，并注意凝汽器真空不应有明显变化。一般在机组冲转前即可开启低压加热器进汽电动门及止回阀，开启各加热器疏水门，投入疏水自动控制使低压加热器具备随机启动条件。投入过程要注意监视调整疏水水位。这种方式经济性较好，但疏水不易控制。机组运行中要投入低压加热器时，投水侧要注意防止断水和水侧集空气及检查有无内漏；投汽侧时要注意真空变化、管道疏水、暖管、暖加热器、疏水水位等。 2、低压加热器的运行维护

加热器运行中要注意监视以下参数：加热器进、出口水温，加热器汽侧压力、温度，被加热水的流量，疏水水位，加热器的端差等。 加热器运行中应保持正常水位。水位过高会淹没受热面，影响换热，同时这些凝结的饱和水，在机组负荷突降时，由于抽汽压力的下降会使一部分饱和水汽化，变为湿饱和蒸汽，于是夹带着小水珠的湿饱和蒸汽就有可能倒流入汽轮机内，使叶片受到冲蚀，严重时还会导致机组水冲击。水位过低或无水位运行，蒸汽将通过疏水管流入下一级，排挤下一级的抽汽，造成整个机组回热经济性下降，同时高速气流冲刷疏水管还会加速管道的损坏。发生这种现象后，在相邻的两个加热

器中，汽侧压力低的加热气出口水温比正常时高，这时应检查疏水调整门是否正常，以便及时处理。为防止蒸汽从空气管进入下一级加热器，在空气管上均装有适当的节流垫。

加热器受热面结垢后，将直接影响传热效果。结垢的原因往往是凝汽器铜管泄漏，循环水进入凝结水侧，使凝结水硬度增加，而排污或化学处理又不彻底，使蒸汽品质和凝结水品质下降，造成加热器结垢。因此，运行中必须监视凝结水的硬度。

加热器内积存空气，同样会影响传热效果，因为这些空气会在管束表面形成气膜，使热阻增大，严重的阻碍了加热器的热传导，降低了加热器的换热效率。特别是工作压力低于1个绝对大气压的加热器，由于管道、阀门等不严密处，可能漏入空气，应通过真空系统水压试验找出泄漏处，并予以消除。另外加热器长期停运也容易积聚大量的空气。

加热器运行中还要注意监视其端差。加热器的短差是指加热器出口水温与本级加热其工作蒸汽压力所对应的饱和温度的差值，差值越小说明加热器的工作情况就越好。运行中发现加热器端差增大时，可以从以下几个方面分析：

1）、加热器受热面结垢，使传热恶化。 2）、加热器内积聚空气，增大了传热热阻。 3）、水位过高，淹没了部分管束，减少了换热面积。

4）、抽汽门或止回阀未全开或卡涩，造成抽汽两不够，抽汽压力低。 5）、旁路门漏水或水室隔板不严使水短路。

3、低压加热器的停运

正常运行中停运低压加热器一般按如下步骤操作：

关闭低压加热器空气门后，逐渐关闭进汽电动门，关闭抽汽止回阀，停运中继泵，关闭疏水门，开启低压加热器；旁路门，关闭其进、出口水门，开启抽汽止回阀前、后疏水门。 运行中停运低压加热器还应注意以下两点：

1）、如果停运的低压加热器处于饱和湿蒸汽区，将有可能使抽汽口处气缸积聚疏水，造成后级动叶的水冲蚀甚至损坏。

2）、如果停运的低压加热器处于高压轴封溢汽的回收点，则加热器停运后，轴封漏气将进入低压缸，会对低压缸的运行工况造成影响。 另外，无论运行中停止个别高压直流锅炉水冷壁超温，汽包炉过热。气温升高。加热器的停运还会影响机组的出力。若不减小汽轮机的进汽量，则相应加热器抽汽口以及各级的通汽量将增大，特别是末级隔板和动叶的受力情况将有较大的增加，严重时会造成末级叶片的损坏。因此，各汽轮机制造厂家对回热系统停运后的汽轮机组的带负荷情况均有明确的限制，机组运行中必须按其要求严格控制负荷，以确保机组的安全运行。 低压加热器紧急故障停运：

低压加热器发生满水现象时，除发生水位高信号外，还会使端差增大，出口水温降低，严重时汽侧压力摆动或升高，并有可能造成抽汽管道和加热器本体冲击、振动，发生上述现象时，应立即紧急切除加热器运行。迅速关闭其进汽电动门、抽汽止回阀，空气门，打开事

故疏水门或放水门，开启水侧旁路门，关闭其水侧出、入口门，关闭与其相邻的加热器的疏水门和空气门。 （三）高压加热器的投停

高压加热器可以随机投运，也可以在一定负荷下热态投运。因为在随机投运中，负荷低，高压加热器疏水无法送入除氧器回收，疏水水位调整困难，而直排疏水又造成大量的汽水和热量的损失，因此大型机组一半在启动中达到一定负荷时才投入高压加热器。 1、投入高压加热器水侧的步骤

1）、检查关闭加热器的水侧放水门，如采用液动三通的给水旁路系统时，应开启三通阀强制手轮，全开高压加热器注水一次门，稍开注水二次门，向高压加热器内部注水。同时控制温升率在规定范围内，一般情况下，应控制在1.87℃/min之内，最高不超过3.7℃/min（《火力发电厂高压加热器运行维护守则》规定的温升率为≤5℃/min）。 2）、高压加热器水侧空气排尽后，关闭高压加热器水侧排空门。 3）、高压加热器水侧达到给水压力后，关闭高压加热器的注水门，检

查高压加热器内部水侧压力不下降，汽侧水位不上涨。 4）、开启高压加热器进、出水门，关闭高压加热器水侧旁路门，注意

高压加热器后给水流量及压力变化。采用三通阀的系统，高压加热器入口联成阀应自动开启。 5）、投入高压加热器保护开关。 2、投入高压加热器汽侧的步骤

1）、在达到规定负荷后，准备按抽汽压力由低压到高压逐台投入高压

加热器。开启抽汽管道的疏水，开启抽汽管道止回阀，稍开高压加热器进汽电动门（或旁路门）进行暖管15min，注意进汽管道无冲击。 2）、待汽侧空气排尽后，关闭汽侧空气节流板旁路门。 3）、暖管结束后，关闭抽汽管道疏水门。

4）、按抽汽压力由低到高的顺序依次逐渐打开进汽门，注意给水温升率不大于规程规定值；调解高压加热器水位正常。 5）、冲洗高压加热器水位计。

6）、解除高压加热器保护开关，校验加热器水位正常后投入高压加热器保护开关，抽汽止回阀水控电磁阀投入自动。

7）、高压加热器水质合格后，回收高压加热器疏水到除氧器。 8）、打开各高压加热器进汽门，关闭旁路门，调解水位正常。 3、高压加热器运行中的维护

1）、高压加热器正常运行中，要保持水位正常，严禁无水位和高水位运行，水位自动调节装置应正常。高压加热器无水位运行时：1、蒸汽通过疏水管进入下一级高压加热器，从而减少下一级的抽汽量，影响回热经济性。2、由于疏水的两相流动使疏水调节阀、疏水管发生严重的冲蚀，直接影响了高压加热器的安全运行。3、高压加热器无水位运行时，蒸汽带着被凝结的水珠流经加热器管束尾部，造成该部位管束的冲刷，尤其是对有疏水冷却器的高压加热器，无水位运行将使管束侵蚀成孔洞，从而发生泄漏想象。高压加热器水位过高，1、使管束换热面积减小，给水温度下降，影响回热经济性；2、容易造成保护动作，而且一旦保护失灵，汽轮机将有进水的可能。因此，在

高压加热器运行中严禁无水位或高水位运行，对高压加热器水位要进行严密监视。

2）、高压加热器汽侧排空门在高压加热器运行当中应一直保持全开，将汽侧空气排至除氧器。因为空气聚集在换热面上，不仅影响着高压加热器的传热效果，同时还会引起高压加热器的腐蚀。

3）、定期记录高压加热器的出入口温度和抽汽压力。如发现给水温度降低，应及时查明原因。比如检查高压加热器水位是否过高，汽侧排空门是否误关，高压加热器旁路门（三通门）是否不严，出入口门是否未全开，高压加热器进汽门、抽汽止回阀是否未全开等。对给水温度降低这一情况可以根据汽轮机抽汽口压力与加热器汽侧压力之差的变化来分析。如果发现两者的压力差增加，则说明进汽被节流；如汽侧压力等于或高于抽汽压力，则说明水位过高。

4）、要注意发电机组负荷与高压加热器疏水自动调节阀的开度关系。当负荷未变，调节阀开度增加时，高压加热器管束可能出向泄漏，这时要立即确证高压加热器是否内漏，如泄漏，应立即停止高压加热器运行。

5）、对高压加热器的保护、自动调节装置要进行定期试验，保证其动作可靠。

6）、要定期对高压加热器的水侧、汽侧安全门进行校验，同时如有可能应进行定期活动试验。

7）、对通过高压加热器的水质，应严格定期化验。

8）、要严密监视高压加热器的运行状况，以下情况视为高压加热器超

负荷运行：汽轮机汽耗量过大，给水流量大于设计值，抽汽量增加；单个高压加热器的汽侧停运，使后一级加热器入口温度降低，抽汽量增加，过负荷。 4、高压加热器的停运

高压加热器的停运可分为随机停运，带负荷停运和事故停运。具备随机滑参数停运条件的高压加热器，应随机组的停运而停运加热器。当需要带负荷停运时，应严格控制温降率，具体操作步骤如下： 1）、按规定减部分负荷。 2）、切除高压加热器保护。

3）、按抽汽压力由高压到底压逐台关闭高压加热器进汽门。调整疏水水位，控制温降率在规定范围内。通常应控制在1.87℃/min之内（《火力发电厂高压加热器运行维护守则》规定的温降率为≤2℃/min）。待高压加热器出水温度稳定后，再停下一台高压加热器，关闭高压加热器的除氧器的疏水门，切换给水走液动旁路。

4）、稍开抽汽止回阀前、后疏水门。高压加热器汽侧隔离后，开启高压加热器汽侧排地沟门。

5）、如需停止高压加热器水侧，应先开启电动旁路门，再关闭高压加热器进、出口水门。

6）、抽汽止回阀保护打至“手动”位置，确认止回阀关闭后，打至“解除”位置。

5、高压加热器的事故解列 高压加热器事故解列的条件：

1）、汽水管道及阀门爆破，危及人身及设备安全时。

2）、任一加热器水位升高，经处理无效时，或任一电接点水位计，石英玻璃管水位计满水，保护不动作。

3）、任一高压加热器电接点水位计和石英玻璃管水位计同时失灵，无法监视水位时。

4）、明显听到高压加热器内部有爆炸声，高压加热器水位急剧上升。 高压加热器事故解列的步骤如下：

1）、关不有关高压加热器进汽门及止回阀，并就地检查在关闭位置。 2）、降高压加热器保护打到“手动”位置，开启高压加热器旁路电动门，关闭高压加热器进、出口电动门，必要时手摇电动门直至关严。 3）、开启高压加热器至危及疏水的电动门。

4）、关闭高压加热器至除氧器疏水门，待高压加热器内部压力泄压到0.49MPa以下时，开启高压加热器汽侧放水门。 5）、其他操作按正常停高压加热器进行操作。

6）、若判定高压加热器泄漏（如发生高压加热器水位升高，给水温度降低，汽侧压力升高，疏水调整门自动打开，高压加热器出口给水压力下降，加热器及抽汽管道冲击等现象），应先检查保护装置是否动作，未动作时，应开启高压加热器水侧旁路门（或高加三通阀），停止高压加热器水侧运行，同时停止高压加热器汽侧运行。 6、高压加热器停运后的保护

高压加热器停运后的保护，主要是防止管束锈蚀氧化，因此，仿佛措施主要是保证管束与空气隔绝。不同的机组高压加热器停运后有不同

的保护方法，下面列举几例。

部分国产200和300MW汽轮发电机组，其高压加热器停运后的保护措施有：

1）、停运时间在60h以内，可将水侧充满水。

2）、停运时间在两周以内，其水侧应充满含50--100ppm联胺的凝结水，汽侧充满蒸汽或氨水。

3）、停运时间超过两周以上，其汽侧、水侧均应充氮气，氮气压力在0.05MPa左右。当压力小于0.02MPa时，应及时补充氮气，且纯度应不低于99.5%。

华能大连电厂350MW汽轮发电机组的高压加热器，如果停运时间较短，水侧可用适当浓度的联氨水进行保养，而汽侧采用低温辅助蒸汽进行密封保养。

对于BBC公司生产的500MW汽轮发电机组，其高压加热器停运后的保养有干法保护和湿法保护两种。汽轮机组停运时间不超过两周时不需要专门的措施，只需要在湿热的条件下切断高温汽源，水侧自行干燥。

三、除氧器的运行

锅炉给水除氧是由除氧器来实现和完成的。除氧器是回热系统中的一个混合式加热器，是用汽轮机的抽汽来加热需除氧的锅炉给水的。其作用有两方面：一是提高给水品质，除去给水中的溶氧和其他气体，防止设备腐蚀；二是提高给水温度，并汇集排汽、余汽、疏水、回水等，以减少汽水损失。

（一）给水除氧方式及融解氧量标准 1、给水除氧方式

由于给水中有气体，其对电厂的安全、经济运行危害极大，所以，在给水进入高压加热器和锅炉之前必须将它除掉。而氧对设备的危害最为严重，除气主要是除氧，所以将这种除气装置成为除氧器。除氧方法有加热式除氧（物理除氧）和化学除氧两种。

（1）、加热式除氧。加热式除氧是利用气体在水中溶解的性质进行除氧的。其优点是能将水中溶解的各种气体全部除掉，还能起到一级加热器的作用。目前，加热式除氧在各类电厂中得到广泛应用。 在夜面上作用有环境压力的自然水中，溶有大气中的各种气体成分。大气是由氧、氢、氮、二氧化碳气体组成的混合气体，而环境压力是由各种气体的分压力组成的。当水与气体之间出于平衡状态时，对于一定的温度，水中溶解的各种气体量可分别按式计算得出：b=Kp’/p

式中 b---某气体在水中的溶解量，mg/L； p’---水面上某种气体的分压力，Pa； p---混合气体的总压力，Pa；

K---该气体的质量溶解度系数，它随气体的种类和温度而定，mg/L。

由式可知，单位体积水中溶有某种气体量的多少，与水面上该气体的分压力成正比。

另外，气体在水中的溶解量还与水温有关，在一定压力下提高水的温度，则水中溶解的气量逐渐减少，当水温度升至该压力下的保和温度时，则水中的溶气量为零。

在环境压力为0.098MPa下，水温在20℃时的溶气量为6mg/L，水温

在80℃时溶气量为2mg/L，当水温升至100℃时，则水中的溶气量为零。

根据上述理论可以推知：若使水面上氧气的分压力等于零，则水中的溶解氧气量也等于零。若将水加热到沸点，即相应压力下的保和温度时，则水将产生汽化。在水面上蒸汽的分压力将会不断升高，气体的分压力将会相对减小，最后使液面上的蒸汽压力趋于全压力，而气体的分压力将趋于零，也就是说液面上完全是水蒸气的压力作用，于是氧气和其他气体就会从水中完全分离出来。热力除氧器就是根据这一原理制成的一种除气设备。

另外，气体从水中分离出来的过程，并不是瞬时内能完成的，而要有一定的持续时间。表2—3为水被加热至沸腾温度后持续时间与含氧量的变化关系。

将水加热至沸点以后仍含有氧的现象叫过饱和。由表2--3可以看出，需要持续沸腾60min才能将氧全部除净，因为气体从水中逸出要受到水的表面张力和粘滞里的阻碍，因而在短时间内是不能达到完全除氧的。

表2—3 0.098MPa下水加热到沸腾后持续时间与含氧量的关系 持续时间（min） 0 5 10 20 30 45 60

含氧量（mg/L） 1.08 0.1 0.056 0.017 0.006 0.003 0

从以上分析可以看出，要保证热力除氧的除氧效果，必须具备下列条件：

1）、除氧给水必须加热到对应压力下的保和温度，并在除氧塔和水箱

之间有一定的滞留时间。

2）、除氧给水应有足够的与加热蒸汽接触的面积，以保证良好的加热

效果。

3）、保证除氧给水在塔内为紊流状态，以增加气体的扩散速度。 4）、要迅速排出从给水中分离出来的气体，以降低除氧器内气体的分

压力。

5）、保持加热蒸汽与除氧给水逆向流动，使除氧给水的气体加速分离。 （2）化学除氧。化学除氧是利用化学药剂进行除氧的。常用的化学除氧，是用亚硫酸钠与水中的氧发生化学反应变成硫酸钠盐。当亚硫酸钠的加入量很恰当时，则给水中的含氧量可以降低到零。这种方法除氧的缺点是：炉水中增加了硫酸盐，使炉水中的全固形物增加，从而使排污量增加。同时，化学除氧不能除去其他气体，且化学药剂价格昂贵，故电厂很少采用。

此外，还有一种真空除氧，它是利用凝汽器对凝结水和低温补水进行预除氧，用来降低凝结水、补充水的溶氧，是火力发电厂广泛采用的一种辅助除氧方式。 2、溶解氧量标准

当水与某种气体或空气接触时，就会有一部分气体溶解到水中。水中溶解某种气体量的多少，与该气体在水面上的压力成正比，与水的温度成反比。电厂中给水是封闭循环的，其寒气的来源有：开口疏水箱内的疏水表面直接与大气接触而融入气体；由于汽轮机的真空系统部严密，空气漏入凝汽器内；凝结水在凝汽器内存在过冷却度；往

给水系统内补充化学水时带入溶解气体。

给水中溶解的气体，有一些是活动性很强的气体，如氧气和二氧化碳，对热力设备的关岛、省煤气及锅炉本体内部表面、热交换设备等部位起腐蚀破坏作用，降低了设备的使用寿命。如给水中溶解氧气超过0.03mg/L时，给水管道和省煤器在短时期内会出现穿孔的点状腐蚀。

根据GB 12145—1999《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》中规定，给水、凝结水的溶氧量与给水PH值见表2—4。 表2—4 电厂用水溶解氧与PH值标准

炉型 锅炉过热蒸汽压力（MPa） 给水溶解氧（μg/L） 给水pH值（25℃） 凝结水溶解氧（μg/L） 汽包炉 3.8—5.8 ≤15 8.8—9.2① ≤50

5.9—12.6 ≤7 8.8—9.3（有铜系统）或9.0—9.5（无铜系统） ≤50 12.7—15.6 ≤7 ≤40 15.7—18.3 ≤7 ≤30

支流炉 5.9—18.3 ≤7 8.8—9.3（有铜系统）9.0—9.5（无铜系统） 18.4--25 ≤7 ≤20②

①压力在3.8—5.8MPa的机组，加热器为钢管，其给水PH可控制在8.8—9.5。

②采用中性处理时，溶解氧应控制在50—250μg/L。

给水中所溶气体在热交换设备中是不凝结的，当蒸气被凝结而气体被析出后，会在热交换设备的水管与蒸汽之间形成一层气膜，妨碍导热

过程的正常进行，影响传热效果。因此，给水中溶解气体是影响电厂安全经济运行的主要因素之一。 （二）除氧器的分类

除氧器根据其工作压力的不同，可分为真空式（工作压力小于0.0588MPa）---（分离出的气体靠射汽抽气器或真空泵抽出）、大气式（工作压力为0.115~0.12MPa，温度为104℃）和高压式（工作压力为0.343以上，温度为150~160℃）三种。

真空式除氧器即工作压力为负压状态的除氧器，水中逸出气体靠抽气器或真空泵抽出。发电厂一般很少采用单独的真空式除氧器，而多采用维持凝汽器凝结水在饱和温度状态的方式，利用凝汽器进行真空除氧。

在现代高参数火力发电厂中，普遍采用了高压除氧器，其工作压力一般在0.6MPa左右，与前面两种类型的除氧器相比较有着显著的优点：

1）、采用高压除氧器可以减少高压加热器的数目，节约了金属耗量和

投资。

2）、高压机组的给水温度一般在230—270℃，当高压加热器因事故

停运时，可使进入锅炉的给水温度变化幅度减小，从而减小对锅炉运行的影响。

3）、较高的饱和水温还可促进气体自水中离析，降低气体的溶解度，

使除氧效果提高。

4）、可以防止除氧器发生自生沸腾现象。自生沸腾是指：过量较高压

力疏水进入除氧器时，其热量足以使除氧器给水不需抽汽加热即可达到沸腾，这种情况使除氧器内压力升高，排汽量大，内部汽水流动工况受到破坏，除氧效果恶化。而在高压除氧器中，因为设计工作压力就比较高，使发生自生沸腾的可能性较小。 但是高压除氧器有一个显著的缺点，就是给水泵长期工作于高温条件下，泵的入口易发生汽蚀。为尽量减少和避免汽蚀，就必须把除氧器布置在机房内较高的平台，大部分还加装前置泵或前置叶轮，使系统复杂化。

根据水在除氧器内流动形式的不同，除氧器可有不同的结构形式，主要有淋水盘式、喷雾式、填料式、喷雾填料式和旋膜式等。纯喷雾式效果不佳，也较少采用。淋水盘式多用于中、低压机组。现代高参数大容量机组多采用除氧效果好、容量大的喷雾填料式或喷雾淋水盘式除氧器。最近，旋膜式除氧器在大机组上也取得了良好的运行效果。

（三）除氧器的运行

热力除氧器的加热蒸汽都是来自汽轮机的抽汽，另外也利用回收的高压加热器疏水、门杆溢汽等作为热源。此外，还应配备备用起源以备机组启停及甩负荷时的用汽。

除氧器的汽水系统。其加热汽源有抽汽、门杆漏汽、高压加热器疏水和汽封溢汽，并备有辅助汽源。主凝结水自除氧头上部进入，除氧后进入除氧水箱。水箱中设有再沸腾管保持其饱和温度，系统中设除氧循环泵，启动前，可使除氧水箱中的水循环加热。除氧头及除氧

水箱均设有安全阀，防止除氧器超压。除氧水箱上还接有给水泵的再循环管，它的作用是防止给水泵在启停和低负荷时水流量过小不足以冷却泵体而引发的给水泵汽化和设备损坏。

在发电厂中，除氧器在热力系统中的连接原则是要使汽轮机在任何负荷下维持除氧器内的压力稳定，以保证除氧效果。也就是说，在低负荷时，可采用高压抽汽；正常时，用低一级的抽汽。

除氧器的运行根据其压力是否随汽轮机组的负荷变化而变化，分为定压运行和滑压运行两种方式。除氧器的这两种运行方式各有特点，现分析如下。

定压运行除氧器在汽轮机组变工况时，其压力是维持稳定的，在此压力下，将水加热到相应的饱和温度，即可达到除氧目的。由于其压力、温度不变，在运行中只要调整除氧器给水箱中水位稳定，即可保证给水泵不汽蚀，能可靠地向锅炉供水。除氧器在热力系统中，相当于一级特殊的回热加热器，其所用回热抽汽的压力随汽轮机组的运行工况不同而变化，为维持所有工况下除氧器均定压运行，供除氧器的抽汽压力应高于除氧器的工作压力（一般0.2—0.3MPa），并通过专门装设的压力调整阀来节流调整。在汽轮机负荷降低到该级抽汽压力已不能满足除氧器定压运行要求时，还需切换至高一级的抽汽，同时停止运行原级抽汽。这样的方式不但使系统复杂化，而且由于节流损失的存在是系统的热经济性降低。

除氧器定压运行时，由于回热抽汽的节流作用，使系统的热经济性下降。那么除氧气能否像其他回热加热器一氧化氩运行----压力随

机组负荷的变化而变化呢？除氧器的任务主要是保证给水的稳定除氧和给水泵的安全、可靠运行，当除氧器滑压运行时，在变工况下，由于除氧器内压力和水温变化速度不一致（压力变化快，水温因存水的热惯性变化较慢），水温的变化总是滞后于压力的变化，于是，在负荷急剧波动时会产生下述的问题：升负荷时除氧效果变坏；降负荷时给水泵可能产生汽蚀。除氧器定压运行时，则不存在上述问题，在汽轮机组变工况时，由于除氧器压力保持稳定，可使除氧效果和给水泵的安全运行都得以保证。随着生产技术的日益完善和单元机组的增大，除氧器定压运行时热经济性差的弊端已很突出。因此，现代大容量单元机组的除氧器一般均采用滑压运行。

除氧器滑压运行时，在其对应的回热抽汽管路上不设调节阀，回热抽汽没有人为的节流损失，使其连接系统得以简化，热经济效益得以提高，同时可避免超压运行。

经过分析，我们可以做出除氧气定亚和滑压两种方式下热经济性的比较：当机组负荷从100%开始下降时，抽汽压力随之降低，定压运行除氧器节流损失相应减小，两种运行方式下的效率差变小。当机组负荷继续下降，该级抽汽压力已不能满足定压运行要求而需切换至高一级抽汽时，由于原级抽汽的停运，改为较高压力级的抽汽，使节流损失增大，回热系统的热经济效益下降更为显著。我国600MW机组的设计表明，除氧器采用滑压运行，在额定负荷时，可提高热效率0.12%，70%以下负荷时，可以提高热效率0.3%--0.5%。 综上所述，除氧器滑压运行时有如下优点：

1）、除氧器滑压运行可以提高机组的热经济性，在机组低负荷时，这种效果尤为明显。因为除氧器滑压运行，可以减少除氧器加热蒸汽的节流损失。

2）、热力系统简化，设备投资降低。

3）、汽轮机抽汽点的分配更趋于合理，提高了机组的热效率，其焓升的提高对防止除氧器自生沸腾也是有利的。

除氧器滑压运行时，还必须解决的问题有两个：一是在机组增负荷时，除氧效果变差的问题；二是在机组降负荷时，给水泵安全过渡问题。 1、除氧器的运行监视

除氧器在运行中，由于机组负荷、蒸汽压力、进水温度、水箱水位的变化，都会影响除氧效果。因此，除氧器在正常运行中应主要监视其给水溶氧量、压力、温度和水位。

1）、除氧器的给水溶氧量。运行中应定期化验给水溶氧量是否在正常范围内。除氧器内部结构是否良好，一、二次蒸汽配比是否适当，是降低溶氧量的先决条件。为保证除氧效果，还应特别注意排气门的开度，开度过小，会影响除氧器内的蒸汽流速，减慢对水的加热，更主要的是对气体排出不利；而开度过大不仅会增大汽水热量损失，还可能造成排气带水，除氧头振动。排气门开度应通过调整试验确定。当除氧器给水含氧量增大时，应及时投入再沸腾装置。

2）、除氧器的压力和温度。除氧器的压力和温度是正常运行中监视的主要指标。当除氧器内压力突然升高时，水温会暂时低于对应的饱和温度，导致水中溶解氧量增加。压力升高过多时，会引起安全门动作，

严重时会导致除氧器爆裂损坏。而压力突然降低时，会导致给水泵入口压力降低，造成给水泵汽化。在压力降低的情况下，水温会暂时高于对应的饱和温度，水中溶氧量会减少，但要注意这种情况下容易引起自生沸腾。所以，应防止压力突变，压力自动调节装置必须投入，且动作灵敏、可靠。

3）、除氧器水位。除氧器水位的稳定是保证给水泵安全运行的重要条件。水位过高将引起溢流管大量跑水，若溢流不及，还会造成除氧头振动，抽汽管道冲击甚至汽轮机水冲击；水位过低而又补水不及时，会引起给水泵入口压力降低而汽化，影响锅炉上水甚至被迫停炉。此外，水位的变化必然导致压力的变化，在运行中必须加强监督，以确保人身和设备的安全。水位自动装置也必须投入，且灵敏可靠。 4）、除氧器的进水温度。每台除氧器都有一定的允许热负荷，因此，进水量受到限制，当进水温度发生较大变化（如低压加热器停运）时，应控制进水量，否则将影响除氧器压力和温度的稳定。 2、除氧器的停运

在机组减负荷过程中，应注意维持除氧器压力、温度、进水流量与负荷相适应，并使除氧器水位在正常范围内。当机组负荷降至某一规定值时，应切换至备用汽源供除氧器用汽。当除氧器用备用汽源时，内部压力应小于0.196MPa，并保持压力稳定。

紧急停机时，应立即关闭除氧器进汽阀，视水位情况关闭进水门，使除氧器处于停运状态。若主机停运后给水泵暂不停运，除氧器必须维持运行。

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